7. Справочно - поисковая таблица.

1. Имеются два трехфазных электроприемника (ЭП). Как определить расчетную (макси-мальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

2. Имеются пять трехфазных ЭП. Как определить расчетную (максимальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

3. Имеются два однофазных ЭП. Как определить расчетную (максимальную) мощность этой группы ЭП и ее расчетный ток?

4. Имеется один трехфазный ЭП повторно-кратковременного режима работы. Как опре-делить его расчетную (максимальную) мощность и расчетный ток?

5. Что такое расчетная (максимальная) мощность группы ЭП?

6. Как при проектировании определить коэффициент максимума (Км) группы ЭП?

7. Как при проектировании определить средневзвешенный коэффициент использования (Ки) группы ЭП?

8. Какова стандартная длительность максимума нагрузки группы ЭП, принятая для определения расчетной (максимальной) мощности? С чем это связано?

9. Как определить расчетную (максимальную) реактивную мощность группы ЭП?

10. Как определить расчетную (максимальную) полную (кажущуюся) мощность группы ЭП?

11. Три РП 0,4 кВ питаются от ТП 10/0,4. Расчетные мощности каждого из РП известны. как определить расчетную мощность ТП?

12. Как определить реактивную мощность (РМ), которую бесплатно согласится постав-лять энергосистема?

13. Как определить мощность конденсаторной батареи (КБ), которая должна быть уста-новлена в цехе?

14. Какие участки электрической сети разгружаются от РМ после установки КБ на стороне 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП)?

15. Какие участки электрической сети разгружаются от РМ после установки КБ на стороне 6 - 10 кВ ТП?

16. Указать преимущества и недостатки установки КБ на стороне 0,4 кВ ТП.

17. Указать преимущества и недостатки установки КБ на стороне 6-10 кВ ТП.

18. Указать преимущества и недостатки установки КБ на распределительных пунктах и шинопроводах.

19. Как рассчитать стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах ТП?

20. В каких случаях необходимо устанавливать КБ с автоматически регулируемой мощностью?

21. Как выбрать сечение кабеля для подключения КБ?

22. Как выбрать место установки КБ на стороне ВН или НН трансформаторной подстан-ции?

23. Как влияет подключение КБ на режим напряжения в цеховой эл. сети?

24. Как выбрать количество и мощность понижающих трансформаторов цеховой ТП?

25. Как выбрать типы и количество шкафов КТП?

26. Преимущества и недостатки сухих и масляных трансформаторов КТП.

27. Как выбрать местоположение цеховой ТП?

28. Назначение и конструкция магистрального шинопровода.

29. Назначение, устройство, основные параметры трансформатора КТП.

30. Назначение и устройство переключателя отпаек трансформатора КТП.

31. Назначение, устройство, время-токовые характеристики вводного автоматического выключателя КТП.

32. Как выбрать распределительный шинопровод, питающий группу ЭП?

33. Как выбрать силовой пункт(шкаф) для питания группы ЭП?

34. Как выбрать сечение линии ответвления от магистрали к распределительному шинопроводу?

35. Как выбрать сечение линии к силовому пункту (шкафу)?

36. Где следует установить аппарат защиты ответвления от магистрали?

37. Как выбрать автоматический выключатель для защиты линии ответвления от магистрали к распределительному шинопроводу?

38. Как выбрать предохранители для защиты линии к силовому пункту (шкафу)?

39. Как проверить согласование уставки автоматического выключателя с сечением защищаемой линии если требуется ее защита от перегрузки?

40. Как проверить согласование номинального тока плавкой вставки предохранителя с сечением защищаемой линии если требуется ее защита от перегрузки?

41. Как выбрать сечение кабеля, питающего одиночный ЭП напряжением 0,4 кВ?

42. Как выбрать номинальный ток теплового расцепителя автомата для одиночного ЭП?

43. Как выбрать уставку электромагнитного расцепителя (уставку отсечки) автомата для одиночного ЭП?

44. Как выбрать предохранители для защиты одиночного ЭП?

45. Как определить расчетный ток одиночного ЭП?

46. Конструкция силового трансформатора типа ТМЗ для комплектных трансформатор-ных подстанций (КТП) 6-10/0,4 кВ.

47. Компоновка КТП внутренней установки.

48. Выбор и проверка ячейки КРУ 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

49. Конструкция ячейки КРУ 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

50. Выбор сечения кабельной линии 6-10 кВ для питания цеховой КТП.

51. Как проверить сечение кабельной линии 6-10 кВ по условию термической устойчи-вости к току короткого замыкания (ТКЗ)?

52. Расчет уставки токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

53. Расчет уставок тока и времени МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

54. Указать зону действия токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

55. Как обеспечивается селективность действия токовой отсечки кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП?

56. Указать зону действия МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питающей цеховую КТП.

57. Как обеспечивается селективность действия МТЗ кабельной линии 6-10 кВ, питаю-щей цеховую КТП?

58. Как определить коэффициент чувствительности защиты?

59. Как выбрать типы и количество шкафов КТП?

60. Как защищается кабельная линия 6-10 кВ, питающая цеховую КТП, от однофазных замыканий?

61. Как выглядит время-токовая характеристика вводного автомата КТП?

62. Что такое короткое замыкание(КЗ) в сети, каковы его последствия?

63. Как определить ток трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ?

64. Что такое "ударный коэффициент", от чего он зависит?

65. Какова цель расчета тока трехфазного КЗ в сети 0,4 кВ?

66. Как определить ток однофазного КЗ в сети 6 или 10 кВ?

67. Как определить ток однофазного КЗ в сети 0,4 кВ?

68. Какова цель расчета тока однофазного КЗ в сети 0,4 кВ?

69. Как проверить чувствительность защиты в сети TN-CилиTN-S?

70. Как правильно выбрать положение расчетных точек для определения тока трехфаз-ного КЗ в сети 0,4 кВ?

71. Как правильно выбрать положение расчетных точек для определения тока однофаз-ного КЗ в сети 0,4 кВ?

72. Расчет потери напряжения в различных элементах электрической сети.

73. Выбор положения переключателя отпаек (ПБВ) цехового трансформатора.

74. Как проверить допустимость отклонения напряжения на зажимах удаленного потребителя?

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

"САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"

КАФЕДРА "ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ"

Расчетно - пояснительная записка к курсовому проекту на тему

"Электроснабжение инструментального цеха"

Выполнил студент группы 4-ЭТ-3

Руководитель - доцент кафедры ЭПП

2.2 Расчет электрических нагрузок в целом по цеху.

Пример расчета нагрузок от однофазных ЭП.

Дано: группа однофазных ЭП

ЭП повторно-кратковременного режима нужно привести к ПВ 100%

Активные установленные мощности ЭП:

Однофазные ЭП следует по возможности равномерно распределить по фазам:

Рис.1. Подключение однофазных ЭП.

Для ЭП, включенных на линейное напряжение, нагрузки отдельных фаз определяются с помощью коэффициентов приведения:

Максимально загруженная фаза определяется по среднесменной мощности.

Установленные и среднесменные мощности, приведенные к фазам (кроме группы трех одинаковых ЭП):

Фаза А - максимально загруженная. Для нее определяется среднесменная реактивная мощность:

Расчет эквивалентной трехфазной мощности нагрузки.

Если неравномерность нагрузки фаз то эквивалентная трехфазная мощность рассчитывается по максимально загруженной фазе:

В противном случае

В данном случае: поэтому для первых 5-ти ЭП

Эквивалентная трехфазная мощность с учетом трех последних одинаковых ЭП:

Количество трехфазных эквивалентных ЭП: n=4 шт.

Установленная мощность одного трехфазного эквивалентного ЭП:

Расчет нагрузок в целом по цеху

Первая группа Ки<0,6

Вторая группа Ки>=0,6

2.3. Расчет мощности компенсирующих устройств (КУ), выбор количества и мощности понижающих трансформаторов цеховой ТП, выбор рационального варианта размещения КУ.

Варианты минимальной мощности цеховых трансформаторов:

, где Кз - максимальный коэффициент загрузки трансформатора принимается Кз = 0,6 - 0,8 для 2-х трансформаторных подстанций (ТП) или

Кз = 0,7 - 0,9 для однотрансформаторных ТП.

В данном примере предполагается рассмотреть два варианта ТП:

1. Однотрансформаторная ТП

. ВыбираетсяSн = 630 кВА.

2. Двухтрансформаторная ТП

. ВыбираемSн = 2 х 400 кВА.

При нормативном tgφн = 0.3 максимальная мощность, поступающая из энергосистемы

Требуемая мощность конденсаторной батареи

Вариант 1: один трансформатор 630 кВА.

Максимальная реактивная мощность, которую может пропустить трансформатор

Вариант 1а - всю реактивную мощность 412 квар, потребляемую на стороне НН, трансформатор пропустить не может. Поэтому на стороне ВН устанавливаем лишь часть конденсаторной батереи:

(Примечание: для номинального напряжения 6 - 10 кВ это очень низкая мощность). При этомQт = 262 квар.

Рис.2. 1а:- вариант ТП и размещения КБ .

Вариант 1б - КБ полностью установлена на стороне НН.

Рис.3. 1б - вариант ТП и размещения КБ .

Мощность КБ в варианте 1б:

Вариант 2: два трансформатора по 400 кВА.

Максимальная реактивная мощность, которую могут пропустить трансформаторы

Вариант 2а: КБ полностью установлена на стороне ВН.

ПринимаемQнв = 0 и корректируемQвв:

При этомQт = 412 квар, т.е. трансформаторы будут имет Кз несколько выше 0,8:

, что можно считать допустимым.

Рис.4. Вариант ТП и размещения КБ 2а.

Вариант 2б: КБ полностью установлена на стороне НН.

Рис.5. Вариант ТП и размещения КБ 2б.

Qт = 151 квар,Qвв = 0,

Технико-экономический расчет сравнения вариантов.

Расчетные затраты по варианту

- затраты на КБ НН, не зависящие от ее мощности.

- затраты на 1 Мвар КБ НН.

- затраты на КБ ВН, не зависящие от ее мощности.

- затраты на 1 Мвар КБ ВН.

Трансформатор ТМЗ 630/10, ∆Рк = 7,6 кВт, ∆Рх = 1,05 кВт.

Проходная КТП 1 х 630 кВА со шкафом ввода ВН (шкаф УВН) стоит Кт = 303 тыс. руб.[46].

В данном примере для радиальной схемы используется КТП 1 х 630 кВА с глухим присоединением (без шкафа УВН), которая стоит Кт = 303 - 36 = 267 тыс руб.

Приведенные затраты Зт = е * Кт = 0,2 * 267 = 53 тыс/(руб*год).

Где е = 0,2 - нормативный коэффициент окупаемости капиталовложений.

Приведенные затраты по варианту 1а: Qнв = 0,15 Мвар,Qвв = 0,11 Мвар,

З = 7 + 40 * 0,15 + 18 + 20 * 0,11 + 3,196 * 7,2 + 53 = 109,2 тыс. руб./год.

Qнв = 0,261 Мвар,Qвв = 0,Qт = 151 квар.

Потери мощности в трансформаторе

Приведенные затраты по варианту 1б:

З = 7 + 40 * 0,261 + 3,196 * 6,33 + 53 =7 + 10,44 + 20,23 + 53 = 90,6 тыс. руб./год

Двухтрансформаторная проходная КТП 2 х 400 кВА стоит Кт = 2 * 280 = 560 тыс руб [46]

Тупиковая КТП 2 х 400 кВА стоит Кт = 2 * 280 - 2 * 36 = 488 тыс руб.

Приведенные затраты Зт = е * Кт = 0,2 * 488 = 97,6 тыс/(руб*год).

Qвв = 261 квар,Qт = 412 квар,Qнв = 0 квар.

Мощность, передаваемая через один трансформатор: Рт1 = 251,5 кВт, Qт1 = 206 квар.

Каталожные данные трансформатора ТМЗ 400/10: [46]

Потери мощности в одном трансформаторе:

Потери мощности в двух трансформаторах: ∆Рт = 2 * 4,51 = 9,02 кВт

Приведенные затраты по варианту 2а:

З = 18 + 20 * 0,261 + 3,196 * 9,02 + 97,6 = 18 + 5,22+ 31,7 + 97,6 = 149,6 тыс. руб/год.

Qвв = 0 квар,Qт = 151 квар,Qнв = 261 квар

Потери мощности в одном трансформаторе:

Потери мощности в двух трансформаторах: ∆Рт = 2 * 3,25 = 6,5 кВт.

Приведенные затраты по варианту 2а:

З = 7 + 40 * 0,261 + 3,196 * 6,5 + 97,6 = 7 + 10,44 + 20,77 + 97,6 = 135,8 тыс. руб/год.

Наименьшие затраты (90,6 тыс руб/год) соответствуют варианту 1б.

Выбираем комплектную конденсаторную установку УКМ 58-0,4-268-67-У3 [46]:

УК - установка конденсаторная,

М - автоматически регулируемая по реактивной мощности,

58 - заводской номер схемы,

0,4 - номинальное напряжение, кВ,

268 - номинальная мощность, квар,

67 - мощность ступени регулирования (мощность секции), квар,

У - климатическое исполнение (для умеренного климата),

3 - категория размещения (3 - помещение без искусственного климата).

2.4.Выбор местоположения цеховой ТП, определение схемы и конфигурации цеховой распределительной сети.

Минимальные приведенные затраты на распределительную цеховую эл.сеть НН имеют место при размещении ТП в центре электрических нагрузок (ЦЭН), координаты которого определяются по формулам

- установленная мощностьi-того ЭП,

Xi,Yi- координатыi-того ЭП относительно произвольно назначенных осей координат.

Разместить цеховую ТП В центре нагрузок часто не удается из-за размещенного там технологического оборудования. В этом случае нужно стремиться разместить ее на ближайшем к ЦЭН доступном месте.

В данном примере КТП располагается рядом с бытовыми помещениями. С помощью магистрального шинопровода, проложенного по нижнему поясу ферм поперек пролетов, питание подается к распределительным шинопроводам, которые монтируются вдоль пролетов и к которым подключаются ЭП. Также от магистрального шинопровода получают питание распределительные силовые пункты (распределительные шкафы).

Рис. 6. Расположение КТП и конфигурация силовой распределительной сети 0,4 кВ.

2.5. Расчет нагрузок на отдельные участки цеховой сети, выбор сечений участков, выбор коммутационной и защитной аппаратуры.

Выбор магистрального шинопровода

В цеховых распределительных сетях, выполненных по схеме трансформатор- магистраль, сечение магистрального шинопровода выбирают по номинальному току трансформатора с учетом его допустимой перегрузки:

Выбираем магистральный шинопровод ШМА 1250 [27].

I=1250A,Ro= 0.034,Xo= 0.016 Ом/км, сопротивление петли фаза - нольZф-о =0,086 Ом/км, динамическая стойкостьiдин = 70 кА.

Основные типы секций, из которых комплектуется шинопровод: прямая, угловая, тройниковая, ответвительная с автоматическим выключателем 400 А [27].

Пример расчета и выбора распределительного шинопровода ШР1 и ответвления к нему от магистрального шинопровода.

Расчет нагрузок на распределительный шинопровод ШР1

Первая группа Ки<0,6

Вторая группа Ки>=0,6

Расчетный ток шинопровода

Выбираем распределительный шинопровод ШРА-4-400 [27].

I=400A,Ro= 0,15,Xo= 0,17 Ом/км, динамическая стойкостьiдин = 25 кА [27], сопротивление петли фаза - нольZф-о =0,46 Ом/км, [каталог завода-изготовителя] .

Автоматический выключатель к распределительному шинопроводу установленный в ответвительной секции магистрального шинопровода :

Iн > =Ip, ВА -51-37,Iн = 400 А, номинальный ток расцепителяIнр >Ip,Iнр >318 А,Iнр = 320 А, кратность тока отсечки Котс = 10, ток отсечкиIотс = 320 * 10 = 3200 А, отключающая способность (ПКС)Ics= 25 кА, [40,45].

Проверка несрабатывания отсечки при пиковом токе: 1,3 * Iпик <=Iотс:

Пиковый ток группы ЭП Iпик =Iр + (Кп - 1) *Iн макс, где

Iр - расчетный ток группы,

Кп - кратность пускового тока самого мощного ЭП,

Iн макс - номинальный ток самого мощного ЭП.

Среди ЭП можно выделить

а) Однофазную сварочную машину Sн = 40 ква,Uн = 380 В, имеющую номинальный рабочий ток , кратность пускового тока Кп = 4.

При этом пиковый ток группы составляет Iпик = 318 + (4 - 1) * 105 = 633 А ,

б) Ковочный пресс, приводимый в движение асинхронным двигателем, Рн = 15 кВт, Uн = 380 В, КПД = 0,9,Cosφн= 0.85, Кп = 6.

Его номинальный ток .

При этом пиковый ток группы составляет Iпик = 318 + (6 - 1) * 29,8 = 467 А .

Расчетный пиковый ток составляет 633 А, 1,3 * 633 < 3200 А, что говорит о том, что в момент пуска самого мощного ЭП при работающих остальных ЭП группы, отсечка автоматического выключателя не сработает (не будет ложного отключения).

Выбор сечения кабельной линии ответвления от магистрального к распределительному шинопроводу.

Кабель АВВГ (алюминиевые жилы, изоляция жил и оболочка из ПВХ, без защитного покрова - голый) проложен открыто по стенам и конструкциям здания с крепленим скобами [40].

При Тм < 5000 часов в год, сеть напряжением ниже 1000 В, в соответствии с ПУЭ сечение проводников должно выбираться по нагреву рабочим током.

По соответствующей таблице длительно допустимых токов выбираем сечение по трем нагруженным жилам по условию Iдд >=Iр. Для максимального сечения 185 кв.мм допустимый ток 270 А [40,44] недостаточен (Iр = 318 А). Выбираем поэтому два параллельных кабеля АВВГ 2 х (3 х 95 + 1 х 70) сIдд = 170 А. Полная пропускная способность двух кабелей составляетIдд = 2 * 170 = 340 А.

Проверка согласования уставки защитного аппарата Iз с выбранным сечениемIдд (наличие защиты от перегрузки):Iз <= Кз *Iдд, где

нормативный [40, табл 2.56].

Для автоматов с комбинированным расцепителем, кабели с изоляцией из ПВХ, нормативный Кз = 1, [40, табл 2.56].

Iз = 320,Iдд = 340, 320 < 1* 340, условие соблюдается - это означает, что в случае перегрузки кабеля, он будет успешно защищен расцепителем с обратно зависимой от тока характеристикой (тепловым расцепителем).

Расчеты и выбор проводов ответвлений к ЭП и аппаратов защиты ответвлений.

В представленной таблице:

ЭП 1 - однофазная индукционная печь, Uн = 220 В, номинальный ток

Бросок пускового тока короткий, поэтому Кп = 1. Ответвление в системе TNS- трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 16 кв.мм,Iдд = 60 А, 60>56,8, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 63 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 63 = 756 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки не выполняется, т.к. Iнр >Iдд. Для выполнения этого условия необходимо увеличить сечение проводов, т.е. выбратьF= 3 х 25 кв мм,Iдд = 85 А.

ЭП 2 - однофазная индукционная печь, Uн = 380 В, номинальный ток

Бросок пускового тока короткий, поэтому Кп = 1. Ответвление трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 25 кв.мм, Iдд = 85 А, 85 > 84,2, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 100 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 100 = 1200 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки не выполняется, т.к. Iнр >Iдд, 100 > 85. Для выполнения этого условия необходимо увеличить сечение проводов, т.е. выбратьF= 3 х 35 кв мм,Iдд = 100 А,

ЭП 3 - однофазная сварочная машина, Uн = 380 В, номинальный ток, приведенный к ПВ100%: , рабочий ток ,

пиковый ток Iпик = Кп *Iр = 4 * 105 * 420 А.

Ответвление трехпроводное: фаза, нейтраль и РЕ, рабочих проводников - 2, сечение по нагреву - 25 кв.мм, Iдд = 85 А, 85 > 66,6, [40, 42, 45], способ прокладки - в металлорукаве (МР), номинальный ток автоматического выключателя АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 80 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 80 = 960 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки выполняется, т.к. Iнр <Iдд, 80 < 85 А.

ЭП 4 - ковочный пресс, приводимый в движение трехфазным асинхронным электродвигателем, имеющим номинальный ток

пиковый ток Iпик = 29,8 * 6 = 179 А. Ответвление может быть выполнено в системеTNS:

- либо пятипроводной линией (три фазы, нейтраль и РЕ)- если нужна рабочая нейтраль,

- либо четырехпроводной линией ( три фазы и РЕ), если нейтраль не нужна,

сечением 6 кв. мм в металлорукаве, Iдд = 32 А. В системеTNCответвление будет четырехпроводным во всех случаях. Автоматический выключатель АЕ 2056МIна = 100 А, номинальный ток расцепителяIнр >=Iн,Iнр = 31,5 А, ток отсечкиIотс = Котс *Iнр = 12 * 31,5 = 378 А.

Условие защиты ответвления от перегрузки выполняется, т.к. Iнр <Iдд, 31,5 < 32 А.

2.6. Выбор ячейки 6 - 10 кВ, расчет сечения высоковольтного кабеля, расчет уставок защит на стороне 6 - 10 кВ.

Расчетный ток кабеля 10 кВ в нормальном режиме

Кабель с бумажной изоляцией марки ААБ (алюминиевые жилы, бумажная изоляция, алюминиевая оболочка, бронированный), проложен в земле. Экономическая плотность тока при Тм = 4000 - Jэ = 1,4 А / кв.мм, [40].

Предварительно выбираем кабель ААБ 3 х 25, Iдд = 90 А, [40].

Расчетный ток в режиме допустимой 20%-ной перегрузки трансформатора

< 90A- кабель проходит по нагреву.

Проверка кабеля на термичекую стойкость при КЗ.

Ток трехфазного КЗ в начале кабельной линии (точка К1):

Максимально-токовая защита (МТЗ) выключателя Q1 отстраивается по времени от срабатывания выключателяQ2 (t= 0.3c), поэтому время выдержки защиты на выключателеQ1

tз =t+ ∆t= 0,3 +0,3 = 0,6c, где ∆t- ступень селективности.

Кроме МТЗ на выключателе Q1 обычно устанавливается токовая отсечка, которая имеетtз = 0.

Время протекания тока КЗ tп =tз +tв + Та, где

tв - время действия выключателя (примерно 0,1 с),

Та = 0,01 с - время апериодической слагающей тока КЗ.

Минимальное термически устойчивое сечение кабеля

Рис. 7. Схема питания ТП.

, где С = 94 из справочника [39,42].

При надежной работе токовой отсечки (ТО) tп =tв + Та = 0,1 +0,01 = 0,11 с,

Если существует определенная вероятность отказа ТО, то в качестве резервной защиты будет выступать МТЗ. Тогда tп = 0,6 + 0,1 + 0,01 = 0,71 с,

, т.е. сечение кабеля следует увеличить более, чем в два раза.

В данном примере, полагая отказ ТО маловероятным, примем стандартное сечение кабеля F= 70 кв.мм,Ro= 0.44 Ом/км,Xо = 0,09 Ом/км.

Выбор ячейки отходящей линии 10 кВ.

По максимальному току линии к КТП 630 кВА Iм = 43,7 А выбираем:

Вариант 1: шкаф КРУ 10 кВ типа КМВ - 10 - 20 с вакуумным выключателем (Ишлейский завод высоковольтной аппаратуры), Iн = 630 А,Uн = 10 кВ.